Negative Preise an der Strombörse treten in den letzten Jahren immer häufiger auf. Vor allem an sonnigen Feiertagen übersteigt die Stromproduktion die Nachfrage. Für Strommarkt-Fachleute sind die negativen Preise vor allem ein Signal. Sie bedeuten, dass mehr Flexibilität im Markt gebraucht wird.
Normalerweise sind es hohe Strompreise, die zu Kritik an der Energiewende führen. Vor allem im Sommerhalbjahr geht es aber immer häufiger darum, dass die Preise zu niedrig sind. „Energie-Irrsinn: Deutschland verliert MILLIARDEN durch verschenkten Strom“ titelte die Bild-Zeitung am 22. Mai 2024 und steht mit diesem Tenor nicht allein da. Dabei geht es natürlich nicht um die Strompreise für die Endverbraucher, sondern um die Preise im Börsenhandel. Preise von Null oder darunter treten an der Strombörse immer dann auf, wenn das Angebot größer ist als die Nachfrage. Von April bis August geht die Niedrigpreise-Saison, an Pfingsten und Ostern sind negative Preise fast schon Normalität. Dann trifft die saisonal hohe Solarstrom-Erzeugung auf einen durch die Feiertage niedrigen Strombedarf in der Industrie.
Im Grundsatz sind negative Preise nichts Schlimmes. Sie zeigen, dass der Strommarkt funktioniert, und senden ein Signal, den Verbrauch in diese Zeiten zu verlagern. Da in den letzten Jahren der Zubau der Solarstrom-Erzeugung rasant voranging, während es bei flexiblen Verbrauchern und Speichern vergleichsweise schleppend lief, treten negative Preise immer häufiger auf. Im Jahr 2023 lag der Strompreis am Day-Ahead-Markt in 260 Stunden bei null oder darunter, 2024 waren schon im Oktober 440 Stunden erreicht.
Ohne das Erneuerbare-Energien-Gesetz würde das Phänomen der negativen Strompreise vermutlich nur einige wenige Strommarkt-Fachleute interessieren. Doch drei Viertel der Wind- und Solaranlagen erhalten derzeit eine feste Einspeisevergütung aus dem EEG-Topf – und zwar auch dann, wenn der Markt durch negative Preise bereits einen Überfluss an Strom signalisiert. Neue und größere Anlagen müssen ihren Strom meist auf dem Markt verkaufen, für sie sinkt also der Anreiz bei negativen Preisen. Doch sie bekommen zumindest in den ersten Stunden der negativen Preise weiterhin eine Marktprämie über das EEG. Es gibt also immer häufiger Stunden im Jahr, in denen Wind- und Solaranlagen Geld aus dem EEG erhalten, obwohl ihr Strom nicht benötigt wird. Vor zehn Jahren fielen dafür bereits zweistellige Millionenbeträge an, mittlerweile ist von Milliarden die Rede - das ist schwer vermittelbar.
Dass es überhaupt negative Strompreise gibt, kann man dem EEG hingegen nicht anlasten. Sie sind kein rein deutsches Phänomen, auch wenn Bild und Welt sie gern so darstellen. Wie eine Analyse des europäischen Stromwirtschaftsverbandes Eurelectric zeigt, ist der Strombedarf in der EU im Jahr 2023 deutlich gegenüber dem Vorjahr gesunken. Das liege vor allem an einer Konjunkturdelle in der Industrie. Zudem sei die Elektrifizierung nicht so schnell vorangekommen wie erwartet. Damit sind nicht nur Verkehr und Gebäudeheizung gemeint, sondern auch die Industrie. Zusammen mit der gestiegenen Ökostrom-Erzeugung und einer weiterhin geringen Flexibilität ergibt sich so ein zeitweises Überangebot an Strom.
In den meisten Stunden mit negativen Preisen liegen diese nur um wenige Euro unter der Nulllinie, sagt Josephine Steppat, Analystin bei Energy Brainpool, die Extremwerte werden aber stärker. Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion hat eine solche Situation am Ostermontag 2024 beobachtet. Am Day-Ahead-Markt zahlte man zeitweise mehrere hundert Euro, um eine Megawattstunde Strom loszuwerden, auf dem Intraday-Markt sogar vierstellige Beträge. Das deckt sich mit einer Auswertung von Energy Brainpool: Die Börsenstrompreise fluktuieren viel stärker als noch vor der Energiekrise. Es ist das passiert, was Fachleute schon seit Jahren ankündigen: die erneuerbaren Energien sind systemprägend geworden. Doch die nötige Flexibilität als Ausgleich hinkt hinterher. So erfreulich der Fortschritt bei den erneuerbaren Energien ist – diese Diskrepanz darf nicht zum Dauerzustand werden. Angebot und Nachfrage müssen wieder zusammenfinden. Das gilt nicht nur für den Börsenhandel, sondern auch für die lokale Verteilung des Stroms. Ebenfalls drastisch gestiegen sind nämlich die Kosten für den Redispatch, also das Engpassmanagement im Netz.
Das heißt im Umkehrschluss, dass nun schnell mehr Anreize und Möglichkeiten geschaffen werden müssen, die Produktionsspitzen für den Ökostrom zu verschieben oder gezielt aufzunehmen. Die scheidende Bundesregierung will im ersten Schritt daher zu Zeiten negativer Strompreise die EEG-Förderung komplett einstellen. „Dass man für Strom auch bei negativen Preisen eine Einspeisevergütung bekommt und dadurch die volkswirtschaftlichen Kosten steigen, macht keinen Sinn“, sagte Wirtschaftsminister Robert Habeck auf dem Forum SolarPlus Ende November. Der aktuelle Plan seines Ministeriums ist es, die bisher stetige Einspeisevergütung bei negativen Preisen auszusetzen. Auch die Prämie für die Direktvermarktung soll bei negativen Preisen komplett wegfallen.
Ein Szenario des Analysehauses Energy Brainpool zeigt, dass die von Habeck geplanten Änderungen dazu führen würden, dass die negativen Preise auf dem Strommarkt binnen weniger Jahre verschwinden würden. Doch der starke Ausbau erneuerbarer Energien würde bis in die 30er Jahre die Stunden mit quasi kostenlosem Börsenstrom auf ein Mehrfaches des heutigen Wertes ansteigen lassen. Das klingt für Stromkunden attraktiv, doch für Wind- und Solarstromerzeuger geht diese Rechnung nicht auf. „Wenn ich 50 Prozent meiner Jahresproduktion für Null Euro verkaufe, habe ich wenig verdient“, fasst Tobias Kurth von Energy Brainpool zusammen. Wer es mit der Energiewende ernst meint, muss also einen Rahmen dafür schaffen, dass der Ausbau der Flexibilität deutlich an Fahrt gewinnt.
Eine Lösung für PV-Anlagenbetreiber, die Stunden mit negativen Börsenpreisen zu umgehen, sind Speicher. „Schon heute gibt es Großspeicher mit einer Kapazität von rund 2 GWh, die häufig an Solarkraftwerken installiert sind. Sie dienen dazu, für den Solarstrom bessere Marktwerte zu erzielen“, sagt Bernhard Strohmayer, Leiter Erneuerbare Energien beim Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne). Man könnte diese Solarspeicher technisch im Winter nutzen, um Windstrom aufzunehmen und Dunkelflauten zu überbrücken. Doch viele dieser Speicher wurden über die Innovationsausschreibung des EEG als Solarstrom-Speicher gefördert und dürfen ausschließlich für den vor Ort erzeugten Solarstrom genutzt werden. Ihr Potenzial liegt im Winter weitgehend brach. Darum rücken auch Großspeicher ohne Solarkraftwerke in den Fokus. Sie sollen bei Niedrigpreisen Strom aus dem Netz aufnehmen.
In Deutschland befinden sich derzeit Großspeicher mit einer Gesamtleistung von rund 2,5 GW in Planung, wie aus dem Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur hervorgeht. Um Dimensionen höher liegen die Anschluss-Anfragen bei den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern. Nach einer Umfrage des pv magazine lagen zum Jahreswechsel 650 Anschlussanfragen über insgesamt 226 GW Speicherleistung vor. Wie weit diese Projekte gediehen sind, weiß man nicht. Thomas Dederichs, Leiter Strategie und Energiepolitik beim Übertragungsnetzbetreiber Amprion, spricht aber bereits von einem „Tsunami von Anschlussbegehren“.
Doch bisher hält eine Staumauer aus technischer Komplexität und regulatorischen Wirren diesen Tsunami zurück. Das technische Dilemma: Die Speicher sollen auf den Strommarkt reagieren. Systemdienlich heißt dieses Verhalten. Es unterscheidet sich vom sogenannten netzdienlichen Betrieb – und kann manchmal sogar den gegenteiligen Effekt haben. Wenn die Speicher nämlich je nach Preissituation sehr große Leistungen ein- oder ausspeisen, können sie damit das Netz an seine Grenzen bringen. Stellenweise müsste das Netz ertüchtigt werden, um diese Strommengen durchleiten zu können. Dafür stellen die Netzbetreiber den Speicherbetreibern sogenannte Baukostenzuschüsse in Rechnung. Das macht viele Speicherprojekte unwirtschaftlich. Ob diese Praxis rechtens ist, verhandelt gerade der Bundesgerichtshof. Wenn es gelingt, eine regulatorische Lösung für dieses Problem zu finden, wird die Speicher-Leistung vermutlich rasant steigen.
Für einen gütlichen Kompromiss sorgen die Änderungen im Energiewirtschaftsgesetz, die der Deutsche Bundestag Ende Januar 2025 beschlossen hat. Mit sogenannten flexiblen Netzanschlussverträgen können Netz- und Anlagenbetreiber demnach einfach regeln, dass Speicher zügig und ohne Baukostenzuschuss angeschlossen werden dürfen, sofern sie mit Rücksicht auf Engpässe im Netz betrieben werden. „Die flexiblen Netzanschlussverträge sind ein zentrales Thema für den Ausbau von Flexibilitäten“, sagt Strohmayer. Strohmayer ist für die weitere Entwicklung optimistisch. „In Kalifornien hat man gesehen, dass Speicher die Einspeisespitzen durch Solaranlagen sehr gut aufnehmen können. Auch in Deutschland lernen alle Beteiligten beim Thema Speicher gerade sehr viel. Bisher sind die Berührungsängste bei Netzbetreibern zu Speicherprojekten noch groß. Sobald sich das ändert, Netzanschlussregeln klar sind und auch Netzbetreiber einen Nutzen in den Batteriespeichern sehen, wird der Ausbau sehr schnell gehen.“ Dann kommt der Speicher-Tsunami womöglich doch noch.
Auch Haushalte haben in Summe ein erhebliches Potenzial, am Strommarkt aktiv zu sein. Durch den Betrieb von privaten Solaranlagen sind viele von ihnen ohnehin schon von reinen Verbrauchern mit weitgehend starrem Profil zu sogenannten Prosumern geworden. Ihr Energiemanagement, sofern vorhanden, zielt bisher allerdings darauf, den Strombezug aus dem Netz in Summe zu minimieren. Hier zeichnet sich mit Einführung der Smart Meter und der dynamischen Strompreise bereits ein Umbruch ab. Zu steuerbaren Schwärmen zusammengefasst könnten viele Wallboxen, Batterien und Wärmepumpen zu echten Akteuren auf dem Strommarkt werden.
Das Modell ist nicht neu. Ökoenergie-Versorger Lichtblick arbeitete sich schon vor zehn Jahren an dem Schwarmstrom-Konzept ab, doch die Zeit war damals noch nicht reif. Vergebens war die Mühe aber nicht: heute bietet das Unternehmen eine White-Label-Lösung namens ison an, die Heimenergiesysteme und Stromhändler verbindet. Auch der Anbieter sonnen kam früh auf die Idee, den Verkauf von Heimspeichern mit einem eigenen Stromtarif und einer Schwarmsteuerung zu verbinden. Heute sind Start-ups wie 1Komma5° und Enpal mit ihrer intensiven Öffentlichkeitsarbeit besonders präsent. Sie verkaufen nicht nur Solaranlagen, sondern ganze Heimenergiesysteme mitsamt der auf den Schwarm-Betrieb abgestimmten Steuerung und dem benötigten Reststrom. So werden sie zu Betreibern eines „virtuellen Kraftwerks“, das flexibel auf Angebot und Nachfrage am Strommarkt reagieren kann.
Mindestens genauso wichtig ist das Potenzial in Industrie und Gewerbe, auch wenn es schwer zu greifen ist. Welche Prozesse sich wirklich flexibilisieren lassen, in welchem Maße und unter welchen Voraussetzungen, wird kontrovers diskutiert. Es ist zum Beispiel leichter, für fünf Minuten flexibel zu sein als für 15 Minuten oder gar noch längere Zeiträume. Auch ob man Lasten steigern oder reduzieren soll und wie lang die Vorlaufzeit ist, macht einen Unterschied. So müsste man jede Zahlenangabe über das Potenzial eigentlich mit einer mehrzeiligen Fußnote versehen. Ein Versuch der Annäherung: Das Kopernikus-Projekt SynErgie kommt zu dem Schluss, dass Industriebetriebe in Deutschland ihre Last auf Abruf für 15 Minuten um bis zu 3,3 GW senken könnten. Steigern ließe sich die abgenommene Leistung über diesen Zeitraum um 1,5 GW. In der Zukunft könnten sogar noch weitere flexible Prozesse hinzukommen, an die bisher niemand gedacht hat – von der Belüftungssteuerung in Kläranlagen bis zur elektrischen Extraktion von Carbonsäuren in der Chemieindustrie, die bisher weitgehend auf den Einsatz fossiler Brennstoffe angewiesen ist.
Die Elektrifizierung von bisher auf fossilen Brennstoffen basierenden Prozessen passt in das Bild des Energiemarktes der Zukunft, das auch Cillian O`Donoghue von Eurelectric zeichnet. Er sieht die Antwort auf negative Preise nicht nur in mehr Flexibilität, sondern auch in einem höheren Stromverbrauch. Das heißt keineswegs, dass Energie verschwendet werden soll – im Gegenteil. Wärmepumpen sind effizienter als Gaskessel, Elektroautos sparsamer als Verbrenner. Die Elektrifizierung sorgt also dafür, dass der Energiebedarf in Summe sinkt. Beispielsweise ist der Wirkungsgrad eines elektrisch betriebenen Ammoniak-Crackers mit 95 Prozent mehr als doppelt so hoch als die von fossilen Brennstoffen betriebenen Anlagen.
In der Energiewelt der Zukunft werden wir deutlich weniger Gas und Kraftstoff brauchen, dafür aber eben mehr Strom. Doch die Betriebe zögern mit den Investitionen. Im Vergleich zu Gaspreisen seien die Strompreise noch immer hoch, auch durch Umlagen und Abgaben, konstatiert O`Donoghue. Dieses Problem hat auch der Bundesverband Wärmepumpe bereits thematisiert.
Die meisten der neuen Stromverbraucher bringen eine zeitliche Flexibilität mit und können auf Schwankungen in der erneuerbaren Energieversorgung reagieren. Dr. Simone Peter, Präsidentin des Bundesverbandes Erneuerbare Energie (BEE) bezeichnet Flexibilität gern als „Leitwährung für ein versorgungssicheres und bezahlbares klimaneutrales Stromsystem“. Dabei betont der BEE auch immer wieder die Rolle von Biogas, das im umgekehrten Falle bei Dunkelflauten die Preisspitzen abpuffern soll.
Der Verband Smart Energy Europe (smartEn) hat ebenfalls beide Extremsituationen betrachtet – die sommerliche Mittagsspitze ebenso wie die Dunkelflaute in kalten Winternächten. SmartEn hat ausgerechnet, wie die Stromwelt in Europa im Jahr 2030 mit und ohne einen massiven Ausbau an Flexibilitäten aussehen könnte. Dabei sollen selbst im „unflexiblen“ Szenario Elektroautos, strombasierte Heizungen und Blockheizkraftwerke nach einem Zeitplan angesteuert werden, ähnlich wie früher die Nachtspeicherheizungen. Elektrolyseure und ins Netz integrierte Stromspeicher sollen flexibel am Markt agieren. Doch das ist zu wenig, so das Fazit.
Im flexiblen Szenario von smartEn reagieren hingegen alle Akteure in Echtzeit auf den Markt – von der Industrie bis zum Elektrofahrzeug, das bei Bedarf auch wieder Strom ins Netz speist (Vehicle to Grid). Eine solche Integration aller technischen Flexibilitäten in den Markt würde die Stromerzeugungskosten um 4,6 Milliarden Euro senken und zugleich die Abregelung erneuerbarer Energien um 61 Prozent reduzieren, folgert smartEn.
Es zeigt sich wie so oft in der Energiewende: Ein Patentrezept, um Erzeugung und Verbrauch zusammenzubringen, gibt es nicht. Vielmehr stehen viele Arten von Flexibilität zur Verfügung. Die Weichen so zu stellen, dass diese Potenziale pragmatisch und effizient erschlossen werden, wird eine Herausforderung sein, der sich die nächste Bundesregierung stellen muss.
Mehr Stromspeicher und eine höhere verbrauchsseitige Flexibilität sind wirksame Maßnahmen gegen negative Strompreise. Das Leistungsäquivalent ganzer Kraftwerke lässt sich auf diese Weise zeitlich verschieben. Informieren Sie sich bei den Ausstellern der EM-Power Europe vom 7.–9. Mai 2025 in München darüber, wie sich Flexibilität intelligent in das Energiesystem integrieren lässt.
Praxisnahe Vorträge zum Thema bietet das The smarter E Forum im Rahmen der EM-Power Europe. Der europäische Verband smartEn gestaltet zum Beispiel eine Session zur Optimierung der Netze durch nachfrageseitige Flexibilität. Messebesucher aus Industrie und Gewerbe können sich darüber informieren, wie sie durch eine flexible Energienutzung Kosten sparen und neue Einnahmequellen erschließen. Ein weiteres Thema sind Home Energy Management Solutions (HEMS), mit denen Prosumer ihren Stromverbrauch steuern können. Wie sich die Elektrifizierung von Haushalten und Industrie generell fördern lässt, und wie Verbraucher ihre Energiekosten senken können, um diese Fragen geht es unter anderem auf der EM-Power Europe Conference am 6. und 7. Mai 2025.
Die EM-Power Europe ist Teil von The smarter E Europe, Europas größter Messeallianz für die Energiewirtschaft. Zu ihren vier parallel stattfindenden Fachmessen Intersolar, ees, Power2Drive und EM-Power Europe werden vom 7.–9. Mai 2025 in München 3.000 Aussteller und 110.000+ Energieexperten erwartet.
Weitere Informationen finden Sie unter: www.EM-Power.eu .